中国储能网讯：2022年2月，国家发改委和国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）。在国家发改委和国家能源局2021年7月发布《加快推动新型储能发展的指导意见》后，《方案》对于新型储能发展的技术路线、攻关方向、试点示范、支持政策、标准体系搭建等都作出了更详细的部署。

《方案》提出，到2030年，新型储能要实现全面市场化发展，并与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

“点名”多种技术路线

此次《方案》最鲜明的特点在于强调新型储能技术路线的多元化发展。包括电化学储能、机械储能、储热、电磁储能在内多种类别的十余种技术均在文件中被提及。

对于目前最为成熟的电化学储能技术，《方案》提出了到2025年系统成本降低30%以上的目标。电化学储能包括锂离子电池、钠离子电池、液流电池等多种技术，目前成本最低的是锂离子电池储能。过去一年中国锂电储能系统招标价格普遍处在1.3-2元/Wh的区间，按此计算，下降三成将达到0.91-1.4元/Wh的水平。

由于不同技术之间成熟度差异较大，《方案》对于不同技术路线也有不同期望。

对于已经规模化发展的锂离子电池技术，《方案》将百兆瓦级高安全性、低成本、长寿命锂离子电池技术列为核心技术装备攻关重点方向；处在产业化初期的液流电池、飞轮、压缩空气储能则要向建设更大容量的方向发展；液态金属电池、固态锂离子电池和金属空气电池被视为需要研发储备的新一代高能量密度储能技术。

试点示范同样采取多元化思路，涉及多种技术路线。长时储能受到了重点关注，《方案》提出，重点试点压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

锂离子电池是目前应用最广泛的储能技术，但还存在一定的起火爆炸风险，且持续充放电时间较短，并不能完全满足电力系统中多样化的储能要求，其余各类技术各有专长但尚未实现大规模商业化。哪一种或哪几种技术将最先取得突破还有待市场验证。因此，包括英美在内的许多国家能源主管部门对选择同时支持多种技术的科研转化。近期，英国就为24个长时储能项目提供了670万英镑资金支持，涵盖十余种技术路线。此次《方案》亦提出，要加强试点示范项目的跟踪监测与分析评估，为国家制定产业政策和技术标准提供科学依据。

研究过渡性扶持政策

2021年，青海储能发展先行示范区行动方案获得国家能源局批复。对于青海省，《方案》提出研究储能电站过渡性扶持政策，探索以年度竞价方式确定示范期内新建“共享储能”项目生命周期辅助服务补偿价格。

目前青海省已有两座共享储能电站投运，盈利主要通过与新能源企业达成调峰辅助市场双边协商交易并通过调度机构单边调用来获取固定的调峰辅助服务补偿。由于涉及多方利益，现有模式协调成本较高，年度竞价的引入有望降低各方交易成本。

《方案》提出要加快青海省辅助服务市场建设和电力现货市场建设。青海省并不在电力现货市场建设的前两批试点范围内，但2020年底时曾对外发布过《青海电力现货市场建设方案（征求意见稿）》，提出分阶段建设现货市场的方案。其中，初期仅允许新能源作为市场中主体，储能可参与中长期交易和辅助服务交易。

除此之外，《方案》对于新型储能的扶持政策基本延续了2021年《加快推动新型储能发展的指导意见》中的安排。

对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电企业，《方案》提出可在竞争性配置、项目核准、并网时序、保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面优先考虑。这一政策已在多个省市的新能源项目竞争性配置中有所体现，一些区域直接要求新能源企业配建一定比例储能，或者是在竞争性配置方案中给配建储能的要求设定压倒性的权重。在此做法之下，新能源侧储能电站的规模已经出现高速增长。

在用户侧拉大电价峰谷差的政策也已在2021年出台。在国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》后，多省都出台价格政策，将峰谷电价价差拉大到3:1甚至4:1以上。

“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”“探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”的内容也已在《加快推动新型储能发展的指导意见》中体现，但尚未有相关的价格政策出台。

价格主管部门对于输配电价政策的修改态度谨慎。与新型储能功能定位相似的抽水蓄能，从2016年起被排除在电网有效资产之外，不能通过输配电价回收成本，到五年之后的2021年政策才发生转向。尽管抽水蓄能电站仍不能计入电网有效资产，但电网向抽水蓄能电站支付的容电量费可以纳入输配电价回收。

强调市场化建设

总体来看，对于新型储能的推动主要在电力市场建设的框架下开展，通过电力市场机制的完善和交易品种的扩充来为储能提供更多机会。

《方案》提出，推动储能作为独立主体参与各类电力市场，研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。

在辅助服务方面，《方案》提出推动新型储能以独立储能电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，研究备用、爬坡等辅助服务交易。

在2021年之前，新型储能参与辅助服务主要以省为单位在部分地区开展。2021年底，国家能源局修订了《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，并发布《电化学储能电站并网调度协议示范文本（试行）》，储能作为独立主体并网、参与辅助服务的权利得到了全面确认。

目前，已有部分省市开始尝试独立储能参与市场交易。除前述青海省储能可以独立参与调峰外，近期，山东省四个独立储能电站在山东电力交易中心完成注册公示，今后将参与到山东省电力现货市场的结算试运行中，这是全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。但对于大多数省份，储能以独立身份参与市场仍缺乏明晰的路径。

在“强配”的政策要求下，配套新能源建设的储能电站正在成为新型储能建设最大的增长点。但由于各省电力市场建设进度不一、市场准入门槛各异，部分建在新能源侧的储能有机会参与电力市场获利，其余相当多的储能电站则缺乏回收成本的机会，进而拉低新能源项目的投资回报率。因此，电力市场的建设进度将对储能电站的的可持续增长产生重要影响。